省煤器分级布置在CFB机组SCR脱硝中的应用

根据国家发展改革委、环保部、国家能源局《煤电节能减排升级与改造行动计划的通知》要求，山西省300MW及以上火电机组在2017年全面实现超低排放，其中NOx的排放指标为50mg/m3。目前，我国火电厂采用的NOx控制技术主要包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。
低氮燃烧技术主要是通过调整炉膛空间燃料量和空气量的分配比例，进而改变炉腔内的燃烧状况来抑制NOx的生成，包括低氮燃烧器、空气分级燃烧、低过量空气系数和烟气再循环等。烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR、SCR/SNCR联合技术三类面对政府对火电企业超低排放中NOx排放的要求，结合环保部发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》的指示，低氮燃烧技术应作为燃煤电厂NOx控制的首选技术，当NOx排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，则应增加烟气脱硝技术。
循环流化床机组由于运行床温低的优势，本身就是一种低氮燃烧技术，结合在旋风分离器入口布置的SNCR脱硝技术，完全能够满足GB13223——2011中的排放标准，但是由于SNCR脱硝技术的限值，脱硝效率仅仅为40%左右，很难实现NOx的超低排放。SCR脱硝技术由于其设备结构简单，脱确效率高(高于80%)且技术最成熟成为国内燃煤电站应用最为广泛的烟气脱销技术。基于此现状，山西平朔煤矸石发电有限责任公司最终确定CFB+SNCR+SCR的NOx超低排放方式。
1省煤器温度计算模型
基于改造项目空间的限值及低负荷运行下SCR脱硝温度的要求，需结合实际情况确定SCR的布置位置及新增SCR脱硝设备对机组系统的影响。通过建立省煤器温度计算模型，来确定SCR系统的布置位置及省煤器割取方案，同时通过省煤器温度计算模型可以确定新增省煤器的面积及管路布置情况，在保证NOx超低排放的前提下实现系统节能。
图1为省煤器烟气侧及工质侧温度计算流程，首先确定机组运行的负荷，在已知烟气流量、模型烟气侧进口参数及排烟温度的要求前提下，假定工质侧给水出口温度，以烟气侧的放热量及工质侧的吸热量为比较条件，通过管路布置情况计算的传热系数及温度参数计算的传热温差最终确定新增管路换热面积及管路布置情况。
2改造方案
锅炉省煤器由两级组成，省煤器布置在后烟井内低温再热器之下，采用蛇形光管分二级布置，二级省煤器在上，一级省煤器在下。一级省煤器布置在后烟井包覆墙下方的框架内，分4R组水平顺列布置。一级省煤器改造前不同负荷下的温度分布见表1。
在现有SNCR脱硝系统的基础上结合排放指标的要求及联合脱硝效率，需在尾部烟道省煤器位置布置2层SCR脱硝层。结合SCR脱硝最佳反应温度区间(300——420℃)从一级省煤器温度分布情况可知，催化剂层可布置在第二组中间至第三组出口的位置能满足反应温度的要求。
结合现场省煤器部位空间的要求，第三组与第四组之间原有1350mm的检修空间，最终确定在一级省煤器第三组出口布置催化剂层。第三组一级省煤器不动，通过割去第三组一级省煤器的一个换热回程为催化剂层留取空间，最终为催化剂层腾出1667mm的安装空间。
同时出于满足给水温度的要求及降低排烟温度的考虑，以给水温度作为限定条件带入省煤器温度计算模型，最终确定新增省煤器的面积及管路布置情况，即在第四组省煤器出口新增3个换热回程的省煤器管路。
3改造后对设备产生的影响
3.1省煤器改造后省煤器区域温度分布
通过省煤器温度计算模型，结合现场布置空间，确定新增管组为2套3个回程方式，横向排数156排，横向节距96．7mm，管子规格48×5，材质SA——210C。经过计算新增换热面积2100m2。不同负荷下烟气侧、工质侧的温度变化情况见图3。
从图2可知，低负荷下省煤器出口烟气温度较改造前降低18．3℃，满负荷下降低16．6℃;低负荷下给水温度较改造前提高5．9℃，满负荷下提高4．8℃。同时比较模型输出与实际运行值，从图中可以看出，值域范围趋势一致，验证了改造前通过模型计算换热面积的正确性。
3.2省煤器改造后省煤器区域阻力分布情况
结合新增省煤器管路布置情况及省煤器处温度分布计算，阻力计算式见(1)——(3):
式中:ν为烟气流速，m/s;ρ为烟气密度，kg/m3;z为管排数;d为管路当量直径，m;μ为烟气动力粘度，m2/s。低负荷到满负荷下的新增管路阻力为220．1——509Pa，结合SCＲ催化剂层阻力为200Pa左右，系统改造后阻力增加420——710Pa左右。
3.3省煤器改造对给水温度的影响
为满足SCR脱硝的要求，通过省煤器扩容改造后，50%负荷下省煤器出口给水温度由255℃升高到260．9℃，100%负荷下由278℃升高到282．8℃。省煤器出口水温升高，将造成水冷壁的产气量增加，在烟气量、换热量不变而蒸汽流量增加的情况下，过热器出口汽温将下降，从而导致减温喷水量减少以维持额定汽温。
通过对本次改造后省煤器出口给水温度升高对过热气温的影响分析发现，炉膛出口烟气温度升高了15．24℃，造成炉膛对炉膛下部受热面的辐射热量及对流换热量均增大，从而造成炉膛上部的屏式过热器吸热量增大而出现管壁金属超温。
因此，不得不降低炉膛的燃烧率以避免屏式过热器金属超温，但是也同时造成屏后以对流为主的过热器受热面吸热量减少，使过热器出口蒸汽温度达不到额定值，为维持过热器出口气温不降低，从而导致减温喷水量减少，减少量为水冷壁的产气量的增加量，从运行情况发现，减温水量降低7——10t/h。
3.4省煤器改造对锅炉效率的影响
依据《循环流化床锅炉性能试验规程》(DL/T964——2005)进行性能计算，新增2100m2的换热面积导致排烟温度由改造前的117℃——144℃降低到改造后的104℃——136℃，各个负荷下的锅炉效率见图3，炉效全负荷平均增加0．525%。
4结语
循环流化床机组为了满足超低排放脱硝要求，在原有SNCR脱硝系统的基础上在尾部烟道新增SCR脱硝系统。经过技术论证，最终确定在一级省煤器第三组和第四组之间装设2层催化剂层的方案是可行的。
(1)2层催化剂层的空间需求是1600mm，通过割去第四组省煤器一个换热回程及原有检修空间，最终为催化剂层腾出1667mm的安装空间; (2)为满足节能要求，通过省煤器温度计算模型，结合现场布置空间，确定新增管组为2管3回程形式，新增换热面积2100m2。
(3)通过比对模型数据与实际运行结果，省煤器温度分布模型及阻力计算模型符合改造要求。
(4)改造后省煤器出口烟气温度低负荷降低18．3℃，满负荷降低16．6℃;低负荷下给水温度提高5．9℃，满负荷提高4．8℃;低负荷下改造部分阻力增加420Pa，满负荷下阻力增加710Pa。 (5)改造造成给水温度变大，导致减温水量降低7——10t/h。改造后排烟温度平均降低10．5℃，经过比对改造前后锅炉性能试验，锅炉效率平均提高0．525%。更多环保技术，请关注
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